伊朗新版石油合同模式的主要特征

 摘要：为了在后制裁时代更有效地吸引外资，伊朗石油部拟推出新版石油合同。新石油合同是对回购合同的全面检讨和重建，同时借鉴伊拉克服务合同的经验和优势，并贯彻本国政府在油气行业引资的政策性要求。新合同模式回归科学规律，注重长期开发，技术引领管理，正视合作共赢，体现风险收益原则。在投资、工作量、开发期、成本回收、报酬、产量目标、参与权等很多方面突破了回购合同的限制，甚至在某些经济条款上比伊拉克的技术服务合同还优惠。受制于伊朗的现行法律法规，新合同模式中的资源权益、生产作业权、投资上限的取消、审批重整等能否顺利实施还有变数，在实际执行中也难以摆脱回购合同的既有制度以及伊朗政府和伊朗国家石油公司管理体制的影响。投资者在参与投标和执行项目之前务必做好尽职调查，充分防范和规避国际制裁、解决争议的管辖权、本地伙伴的选择、技术服务、政治及投资环境等方面的潜在风险。

关键词：伊朗，新版石油合同，回购合同，型构理念，伊拉克技术合同，政策目标，合同风险

1 石油新政，合同重构

从2010年至今的美欧制裁尽管没有摧毁伊朗的国民经济，但也给伊朗政府和民众造成极大的困难。由于对外经贸合作不断萎缩特别是银行业几乎被整体排除在全球金融体系之外，伊朗的国民经济出现衰退，通货膨胀率居高不下，本国货币里亚尔大幅贬值（2011年的汇率是1万里亚尔兑1美元，现在约3.5万里亚尔兑1美元），社会失业率不断增加。伊朗原油出口受限加上新增产能不足，原油平均日产量从2011年的410多万桶下降到目前只有280多万桶[1]，最低时曾不足250万桶。油气行业是伊朗国民经济的命脉，占外汇收入来源的8成以上，油气开发的不景气成为伊朗国民生产总值负增长的主要原因。2013年伊朗大选，主张与西方缓和关系的温和派候选人鲁哈尼胜出。新政府痛定思痛，励精图治，在全力争取核谈突破、与国际社会达成全面解除制裁协议的同时，酝酿着油气行业一场彻底的革新。

伊朗新总统鲁哈尼2013年组阁时，重新启用了世纪之交在改革派政府中任石油部长（1997-2005年）的赞格内。赞格内复出后，采取了一系列的“石油新政”①，其中最引人注目的是，为了迎接“后制裁时代”、吸引西方石油公司重返伊朗市场，同时为了快速开发边境油气田以缓解国内政治压力，组建了“石油合同修改委员会”，对“不再受投资者欢迎的”回购合同进行系统反思，收集和研究可供借鉴的其他石油合同模式（特别是伊拉克的服务协议和委内瑞拉的合资经营架构），着手设计新的石油合同模式，以取代回购合同，迎接新一轮的油气引资热潮。

2 新合同模式的型构思路

2.1 对立面：现行回购合同的缺陷

合同修改委员会的第一要务是对回购合同进行全面检讨和反思，消除过于严苛的限制，克服其不利于引资的障碍②。在全面融入国际社会的后制裁时代，伊朗的石油合同也应顺应国际理念，吸收其他合同模式之所长，邻国伊拉克的技术服务协议天然地成为借鉴的首选。由此，以回购合同为对立面，以伊拉克技术服务合同为参照系，并从伊朗自身的资源禀赋和现实需要出发，构成了新合同模式设计的基本思路。

2.2 参照系：伊拉克石油技术服务合同

刚从战火走出的伊朗邻国伊拉克，在过去5年里通过另外一种服务协议，吸引了几乎所有的大型国际石油公司投资参与油气开发，油气产量迅速增加并取代伊朗成为石油输出国组织（OPEC）第二大产油国，这极大地刺激了自视甚高的伊朗人。伊朗人在反思，究竟是什么原因导致了两伊一升一降的强烈反差，巴格达的成功有何诀窍？两国的自然条件几乎相同，伊朗甚至还有更丰富的资源禀赋③和更专业的油气人才储备，为什么在开发速度和效果上远远落后于伊拉克呢？除了制裁导致的受限，回购合同的诸多障碍和缺点被视为引资效果不佳的主要原因。那么伊拉克的技术服务合同相对于回购合同，有哪些优势或灵活性呢？

2.2.1 没有投资上限的限制

通过年度工作计划和预算进行投资总量控制。成本确认也取决于审计，但如果对审计结论发生争议的，在专家裁决认定剔除之前允许回收。

2.2.2 承包商有长期作业权

承包商虽不享有资源的所有权，所获经济效益是政府支付的增产量的桶油报酬费，但是承包商是事实上的生产作业者，相关作业产量可计入承包商的年报和财报，这有助于培养承包商长期规划的“恒心”，也利于油田的优化和可持续开发并提高二次开发的效率。

2.2.3 投资风险较小

承包商不承担勘探或开发投资风险，由于油田规模大，成本回收池通常也较大，足以保证成本及时回收[2]。

2.2.4 回收速度快

伊拉克的两轮油气招标分别规定：承包商实现油田基础产量增产10%之后的下一季度或实现初始商业产量并维持约定时间（一般为一个季度），即可进入投资回收期。从实践来看，实现增产10%仅需1～2年，实现初始商业产量一般需要3～4年，可实现快速回收。承包商通过相对较少的自有资金投入就可实现项目的滚动发展，有效减少资金沉淀和负现金流压力，实际投入资金相对较少。

2.2.5 报酬费以产量而非成本为计算基础

报酬与成本回收相对分离，减少了审计剔除和报酬费复杂计算机制对承包商经济效益的干扰和影响，也能避免“超豪华设计施工”的成本浪费。另外，单桶报酬费较好地体现了风险收益原则，与储量落实度、技术风险、政治安保风险等合理正相关。同时，伊拉克服务合同通过单桶报酬费和R因子相结合的模式，限制了承包商获取超额收益的可能。

2.2.6 政府的审批监管相对自制

例如政府对招标和合同授标的审批门槛在2000万美元以上，因此承包商就有较大的自主权，能自主地掌握执行进度。

2.2.7 与本地公司的合资和一体化

伊拉克指定国有石油公司与外国投资者以合资形式合作开发生产，利益一体化，既方便管理和技术经验分享，更能协调利益、快速解决问题。

这些特点在伊朗新版石油合同中都被不同程度地采纳，有些方面甚至有所超越。

本着遍采各家所长的原则，伊朗合同修改委员会在成本回收方面还借鉴了产品分成合同的成本油和利润油概念，在设计本地公司与外国投资者的合资公司管理模式时，也借鉴了委内瑞拉的合资合同（Mixed Company Contract）。

2.3 主旋律：政策目标

在全面检讨并改良回购合同、充分借鉴伊拉克技术服务合同的优势和经验基础上，新版石油合同还要回应伊朗政府在油气行业的政策性诉求和目标，同时保证处于法律和体制所允许的框架内。

根据石油合同修改委员会的公开资料，新版石油合同有十大基本原则：1）坚持政府排他和完全地行使对油藏的所有权；2）保护国家利益；3）遵守已有的法律法规；4）追求双赢；5）整合各方利益；6）可持续发展；7）合伙合作；8）高效生产；9）技术转移；10）国际化[3]。

为了加速开发边界油气田，同时为了调动外国投资者参与高风险或高难度的项目开发，新版石油合同对以下项目给予了更多的灵活性和更高的报酬：1）勘探项目；2）新区块的勘探开发一体化项目；3）老油田的提高采收率项目（EOR/IOR）；4）边境共享油田开发；5）在高风险和深水区域的勘探、开发和生产项目；6）勘探、开发、生产与二次开采一体化项目；7）未开发区域的开发。

3 新合同模式的主要特征

伊方尚未完整地对外公布新石油合同的模板，也未就相关文本征求过国际石油公司的意见，目前只有内阁会议、石油部及伊朗国家石油公司的决策层、石油合同修改委员会和数量不多的外部顾问见过完整的初稿，因此其框架结构、具体内容和条款尚不得而知。通过伊方在历次学术研讨会或新闻发布会所披露的信息，以及与相关人士的咨询访谈内容，笔者试图系统地整理一下新版石油合同的基本理念及其对回购合同的主要突破。

3.1 基本理念

新版石油合同显然不同于现有的任何其他合同模式，是在全面修改回购合同、引入伊拉克服务合同的桶油报酬费机制并适当吸收产品分成合同和合资合同的某些要素的基础上，所创造的一种全新合同模式。由于受伊朗国内法的限制，建设-运行-移交（BOT）④和产品分成模式都不能用于伊朗，而回购合同在投资者中已失去吸引力，因此只能另辟蹊径，由此就需要全新的、符合现实需要的合作理念。

3.1.1 回归科学规律，注重长期开发，技术引领管理

新版石油合同突出勘探、开发、生产甚至提高采收率作业的一体化，形成勘探、开发和生产的自我优化和良性循环，为此伊朗将推出一批完全未开发或半开发的油气田（green and brown fields）；针对伊朗很多油田老化的现状，鼓励提高采收率的二次和多次开采；在开发期后，增加了一个生产阶段，由投资者负责和参与油气井的管理作业，从而使得合同期和投资者的参与时间更长（一般为20～25年），这使投资者能有更长时间的明确预期，有利于勘探-开发-生产的动态循环优化；通过桶油报酬费的机制，鼓励油气生产的稳定和最大化最终产出率。新版石油合同注重先进技术的应用，强调技术专家的治理，改变过去“商务主导技术、技术服从商务”的格局，回归石油合同的技术本质。在回购合同下，投资者要把主要精力放在控制投资、确保工期、完成本地成分、防止管理费超支和应付审计等方面，要花大量的时间与伊朗国家石油公司谈投资上限、谈回收模型、跟分包商谈变更索赔，油藏钻井和地面开发反而沦为其次。对此，赞格内在一次访谈中指出：应执行“与时俱进”的、符合当今国家技术和管理要求的合同，由于伊朗在技术领域的创新能力很强，因此应高度重视“以技术为先导、技术引领管理”。

3.1.2 尊重投资者诉求，正视合作共赢

针对投资者对回购合同的诸多指摘，新版石油合同在很多方面做了大胆突破。伊朗宪法规定，自然资源为国家所有且不得转让，但新版石油合同借鉴产品分成的理念，第一次允许在交油点将油气产品的所有权转给外国伙伴（在提交国会审议时这需要有创造性和说服力的解释），并允许石油公司将其收益所对应的伊朗油气资源纳入年度财务和会计报表[4]，有伊朗官员表示新石油合同“吸引国际石油公司的一个主要因素就是合同提供了预定储量的可能性，这在以前根本是不可能的……”[5]，这就增加了新合同的吸引力。通过取消投资上限，改成年度工作计划和预算审批，给投资者在成本方面提供了更大的灵活性，有利于降低投资风险。为了更有效地引进外资及其先进技术，新版合同规定外国投资者应与伊朗本地公司组成合资企业，以建立长期关系。其中，在开发阶段，成立合资公司（Joint Venture），在生产阶段，成立联合作业公司（Joint Operating Company），在为投资者提供更稳定的预期和更大的自主权以减少生产操作被不当干预的同时，有利于伊方更好地吸收国外技术和管理经验，促进财务透明和更有效的生产，以及提高国际化程度[6]。实际上，伊方通过合资合作的形式，也想利用外国公司的营销能力和销售网络，以便为伊朗打开更多出口市场，在制裁解禁后快速恢复失去的市场份额。此外，外国公司特别是西方公司在伊朗的持续经营和做大做实，也有政治上的利好，可通过这些利益联盟对投资母国的政治和外交政策产生一定的影响，配合伊朗的外交策略。

3.1.3 体现风险收益原则，以桶油报酬费取代固定报酬费

从固定酬金制转向与产量挂钩的桶油报酬方式，是新版合同的标志性转变，这也就意味着成本和报酬回收相对脱离，不直接关联，原来投资者所头疼的投资上限、审计剔除以及复杂的报酬费计算和调整机制，将不再成为困扰。投资者在确保成本回收的同时，可以从油田的实际情况和地质条件出发，最优化地安排生产，获得最大的报酬激励。

桶油报酬费机制也充分体现风险收益原则。对于高风险和特殊油田，有更高的回报率，例如，对于边界共享油气田，在报酬费和收益率上给出更优惠的条件，以便加速开发，避免邻国的快速开发给伊朗带来损失；区分海上与陆上、勘探与开发、油田与气田的高中低风险等因素，规定了不同的风险因子（Risk Factor），在计算报酬时适用不同的比例系数。此外，为了鼓励勘探，新版石油合同将给勘探失败的投资者更多的机会，允许他们在新的区块继续勘探作业，以鼓励高风险的勘探投资。

3.2 与回购合同的主要区别

新版石油合同脱胎于回购合同，通过对两者的比较，可以大致了解新版合同的基本脉络。笔者初步研究，新版石油合同不同程度地突破了回购合同的“五个一定”限制，并有自身的特色。

3.2.1 投资

新版合同不再要求有确定的投资上限，而以“年度工作计划和预算”作为年度投资依据，并以此计算整个勘探期或开发期的投资；允许投资者以“成本油”的形式完全回收投资成本。在成本节约方面，新版合同取消了回报与成本之间的联系，代之以“成本节约指数”使回报与成本节约挂钩，允许承包商获得部分节约的成本费用。报酬不是根据成本来计算，这可抑制承包商刻意做大成本的镶金边（gold plated）的商业算计，能有效地降低成本。

3.2.2 工作量

新版合同仍要求在前期制定一个总体开发方案（MDP），但此开发方案的规定并非如回购合同那样难以更改。投资者可根据勘探开发过程中的新情况在年度工作计划中调整开发方案，因此更为灵活。

3.2.3 开发期与合同期

新版合同规定勘探期延长至7～9年；商业发现后，进入评价和开发阶段、生产阶段甚至二次和三次开发阶段，整个开发期延长至15～20年，合同期限将延长至20-25年。现行回购合同的开发年限仅为3～5年。短期合同到长期合同的转变使得双方合作更为密切，对投资者而言有了更稳定的预期，由于在开发期内投资者有权按产量获取报酬，这也增加了承包商的报酬费获取年限。成本回收期延长至7年（根据以往项目的情况，本息酬的回收期约为3～6年），并按照Libor+1%计算利息。根据目前的信息，尚不清楚项目逾期对回收的影响，可以预计的是，原回购合同超期不能回收利息以及项目管理费的规定将有所改变。

3.2.4 成本回收及报酬

新版合同将投资成本分为三类，一是直接资本成本（Direct Capital Costs），与回购合同下的资本性成本（Capital Costs）基本对应；二是间接成本（Indirect Costs），与回购合同下的非资本性成本（Non-Capital Costs）相类似，但只限于伊朗税费而不包括其他细目；三是资金成本（Cost of Money），与回购合同下的Bank Charges相对应，但利率提高到LIBOR+1%。项目成本在投产后5～7年回收，且从不超过油田产量的50%（即“回收池”）中回收。报酬费收取从项目投产后开始，与成本回收相互平行，不占用成本回收的“油池子”资源，收取报酬费的期间可长达十几年。报酬费主要与三个因素相关，一是风险系数，新版合同中的报酬费根据不同地区和油田的开发风险程度确定初始值，开发项目的风险越高，伊方所支付的报酬费越高；二是根据投入产出比确定的R因子，运用R因子来调节报酬费高低；三是油气价格，报酬费与油气价格相关联，使外国石油公司能够分享市场变化所带来的利润，油气价格越高，承包商就能够获得越多的报酬费。报酬费收取的决定性因素是项目投产，在项目前期仍会有较大的累积负现金流。

   3.2.5 产量目标

新版合同仍规定有产量目标，例如低于产量目标时，报酬费降低。但由于承包商参与生产管理，故低于产量目标的风险降低。与此同时，承包商增产可以分享收益，若达到了产量目标或超产，则将获得伊朗政府支付的红利和更多的单桶报酬费，从而使承包商的收益率有向上增长的空间。对于完全未开发的油田（Green Field），新合同将实际产量与承诺产量的比值以及实际稳产期与承诺稳产期的比值这两者的乘积，作为报酬费的调整系数。

3.2.6 参与权

相对于回购合同下只是“带资打工”的承包商角色，投资者在新合同下的勘探、开发和生产活动的不同阶段，享有不同程度的管理权。在勘探阶段，承办商自己进行勘探活动，独自承担勘探风险；在开发阶段，承包商要和伊朗国家石油公司（或其关联公司）按一定股比成立合资机构，进行联合开发，承包商要向伊方伙伴垫付投资；在生产阶段，承包商要和伊朗国家石油公司（或其关联公司）另行组建一个联合作业公司，基于无亏损无利润（no gain no loss）的原则负责油田生产活动。该公司对油田生产活动的管理可长达十几年，最长不超过20年。外资公司将协助管理油气项目，但仍不能获得作业权，其间投资者可按固定的桶油报酬费收取报酬并回收作业成本。

值得注意的是，合资公司具体采取什么样的模式，在勘探、开发和生产的不同阶段，外国公司与本地企业在合资公司（或联合作业公司）中的股比如何、控制权归谁、小股东是否有重大事项的否决权，合资公司或者联合作业公司与伊朗国家石油公司的关系如何，回购合同下的共同决策机构联管会（Joint Management Committee）与合资公司的决策机构（股东会及董事会）的关系如何协调，将决定新版合同在监管体制方面的主要走向，还有待于进一步研判。

3.3 与伊拉克石油合同的主要区别

伊朗新石油合同与伊拉克现行的石油合同相似，又有更多的灵活性，例如固定的桶油报酬费可以随国际油价调整，这比伊拉克技术服务合同更有吸引力。但伊朗新版合同规定了成本回收的期限限制（5～7年），超过这段期限的成本是一次性结转还是能继续回收，继续回收能否继续计息，都还需要进一步澄清。此外，伊拉克技术合同对采办和审计的相对粗线条的监管和控制，能否在伊朗新合同中得到吸收，也需要进一步确认。

4 新合同模式的实施展望

据媒体报道，新版石油合同的基本条款已得到伊朗内阁会议的正式批准[7]，将于11月底前在德黑兰正式公布。由于该合同模式在一定程度上突破了现有法律的框架，改变了政府利用外资的审批模式和预算及外汇管理体系，能否顺利得到议会的批准还有不确定性⑤。总体上，新版石油合同的出台已不可逆转，但是在各方势力复杂博弈和不同声音激烈对呛的伊朗政治舞台上，任何改变旧格局的新事物都不会太顺利地问世。因此，新版石油合同的公布和正式施行，尚存在一定的变数，至少目前模板中一些相对开放和灵活的机制，有可能被重新打磨甚至修改，如果涉及体系性变动，新一轮的油气招标很可能要被延后。另外，新合同模式下的国际招标能否取得预期的效果（复制伊拉克第一和第二轮国际招标的成功经验），就产量和桶油报酬费这两个关键投标参数，国际石油公司之间、石油公司与伊朗国家石油公司之间会进行怎样的博弈，在后续谈判中，R因子和风险系数等决定收益的关键系数怎么确定，一切都还未知。在合同的具体执行过程中，基于制度变迁的路径依赖和伊方管理体制与管控思维的惯性，新合同模式也将不可避免地带有回购合同的诸多烙印，受伊朗立法司法体系和整体投资环境所决定的回购合同的某些系统性风险，也需要提前防范和有效应对。

4.1 可能的变数

新版石油合同，不是完全抛弃回购合同，而是在借鉴其他合同模式有益经验的基础上，对回购合同进行改良和重构。石油合同修改委员会如何拿捏改和留的尺度，如何保证新合同在有足够吸引力的同时，能与现有的法律法规和管理体制相兼容，并顺利取得各政治派别的认同，是非常微妙的平衡问题，从某种意义上看，革新与激进的程度与获批的难度是正相关的。

正如一位熟悉伊朗石油管理体制，非常了解石油合同修改委员会有关成员及其工作进展的本地律师所言：“那些决定回购合同制度框架的深层的限制性法律仍然存在，新合同模式的设计者也注意到这一点。回购合同当年请的是在相关问题上非常精通的一家大型国际律师事务所起草的。20多年前，当伊朗国家石油公司想吸引外资参与伊朗油气开发时，他们清楚地知道自己没有能力而且没有经验来设计这样的合同，因此求助于西方专家。但是这一次，他们甚至都不知道‘（他们没有能力重建合同）这一事实’。”因此，该律师本人对新合同模式的出台并没有太多的激情和期待。那么新版石油合同在哪些方面可能触及“深层的限制性法律”，在出台前景上存有变数呢？

4.1.1 资源权益问题

尽管新版合同一再声称会严格遵守宪法和石油法对任何外国资本占有和处分油气资源的禁止性规定，但目前某些对外宣传和使用的概念是与之冲突的，例如借鉴产品分成制度，在交油点把“成本油”的所有权转移给投资者。目前合同修改委员会的解释是，宪法和《石油法》禁止将“地下”资源的所有权和收益权让渡给外国资本，但是井口之上的产出产品不在此限，这种解释能否通过保守派的质询尚不得而知。另外，伊朗国家石油公司有关官员称外国石油公司可以将合同项下的伊朗油气资源并入自己的年报和财报，其可操作性和是否违反宪法和《石油法》的上述禁止，也需要进一步澄清。

4.1.2 事实上的生产作业权

在回购合同下，在产油田的作业权是非常敏感的民族主义问题，伊朗国家石油公司能做的最大让步是让正在进行开发的承包商，对同一油田的早期生产或实验性生产有名义上的临时管理权，但必须通过雇佣本地的服务商进行具体的操作和维护。如果没有后续开发，伊朗国家石油公司不会将生产作业权授予外国承办商。新版石油合同规定外国投资者和本地公司组成的联合作业公司，在10～15年的时间内，参与（实际上是主导）油田的管理和生产，这一点能否经得住质疑和挑战，也有不确定性。

4.1.3 投资上限的取消与现有体制的兼容

投资上限是回购合同在控制成本、转嫁风险以及限制承包商收益方面的关键利器。实际上，这与回购合同的半融资属性是呼应的。回购模式是利用外国投资者的物资、技术和设备，业主以融资的方式取得了投资者提供或建设的项目及其潜在收益，通过项目产出，逐渐偿还融资及其时间价值（利息+报酬）。从融资的角度看，所借资本总额及其分期摊销和偿还方式，需要在回购合同执行之初就予以确定，以便确定后期分期还款的额度，这就是投资上限要提前确定并不得随意变动的内在逻辑。这也就是为什么在项目延期时不能计算银行利息和管理费，以及报酬费在根据既定经济模型计算出后除约定情形外（例如审计、产量增减、本地成分未达标等）不再调整的原因。回购合同项目的投资和回收，要纳入政府的五年计划、年度预算和中长期外债管理，并有严格的报备和批准程序⑥。投资上限的取消，会引发一系列的连锁反应，也就是本质上实行严格“计划经济”的伊朗政府，应如何调整其管理体系以有效地调控外商投资总额、合理地管理外债结构（特别是在长期制裁使外汇短缺的情况下），如何重新组织和管理原来投资上限所涉及的本地成分、招标监管、进口报关以及投资项目的可行性研究、环保评价等事项。

4.1.4 审批及管理体制重整

任何合同模式的执行，都有一整套的管理和协调体系，涉及与相关机构的分工协作。在回购合同下，很多机构例如石油部、议会、4个与经济相关的政府部委、总统办公室、资金和信用委员会以及伊朗中央银行都参与对交易的审批，海关要协助进口物资的许可和清关。在新合同模式下，原来的协调程序和公文体系能否继续适用，如果新合同的财税条款发生变化，能否在短时间内与经济部和税务局达成一致，都是未知因素。

4.2 制度变迁的路径依赖

除了现行的“限制性法律”外，新版石油合同也要遵守伊朗法律法规的一般性体系，因此回购合同的某些基本制度还要在新合同中承继性沿用。如果仍然是石油部和伊朗国家石油公司这班人马来管理对外油气合作，那么原来的管理体制和管控理念，将不可避免地发挥着惯性作用。

4.2.1 制度沿袭

在近期一次主要由国内石油公司参加的新版石油合同吹风会上，石油合同修改委员会主席侯赛尼反复强调新版石油合同的四个（民族主义）要素：一是组建合资公司本身不能视为完成了本地成分，仍然要在具体的合同执行中遵守（至少51%的）本地成分要求；二是坚持联合管理委员会的管理模式，由伊朗国家石油公司与合资公司（或联合作业公司）共同决策；三是坚持技术转移，引进伊朗所急需的先进技术和管理经验；四是坚持本地化培训，一定比例的投资要用于培训伊朗本地的技术和管理人员。

以上四要素在回购合同中已有体现，本地成分的要求更是让外国投资者吃尽苦头。受制于本地成分的要求和伊朗国家石油公司的各种压力，井场建设和地面工程往往由本地承包商承建，但这些承包商低价中标、高价索赔，对按期完工造成了严重威胁。由于本地成分之中还要有本地成分，当地分包商对当地人和少数族裔缺乏足够的激励和约束机制，造成大量的窝工和返工，而且由于本地保护主义，没有办法进行替换，“本地成分”成为工程后期的最大瓶颈。实际上，合资公司本身已经满足《本地成分法》的要求，这也是为什么伊朗国家石油公司能赋予合资公司一定的作业管理权（某种意义上将油田管理权赋予本国法人）的原因，但是在合资之外又要求具体执行过程中完成本地成分，无疑是对外国投资者的双重义务要求。根据以往经验，联管会固然能协调双方立场，对项目推进有一定的积极作用，但是联管会的决定未必对伊朗国家石油公司有约束力，很多事项还需要报伊朗国家石油公司批准，在联管会与伊朗国家石油公司界面不清的情况下，联管会的讨论往往是议而不决或决而无用，而且容易成为伊方推卸责任的替罪羊。

伊方没有披露新版合同中有关分包合同的报批门槛和程序要求，由于回购合同对投资者的分包合同招标实行全方位、全流程的严密控制，容易诱发伊方滥用审批权和进行利益输送，对工期造成重大不利影响，因此这方面能否有所改进甚至突破，还需拭目以待。

4.2.2 管理体制与思维的惯性

外国投资者所诟病的回购合同管理体制的官僚主义问题，在新合同模式的执行中恐怕短期内不会有明显改观。在政治体制和公务员体系没有大变化的情况下，伊朗国家石油公司包括下属子公司人浮于事、无所作为和相互扯皮的作风难以改变，回购合同下滥用审批权、权利出租和腐败易生的现象仍会继续。

对投资者权益影响很大的伊方单边解释和自我裁判问题，也值得警惕。正如前文所述的那位律师所言，“很重要的是，我们需要反思，当初回购合同并没有现在这样糟糕，在20多年前的卖方市场上这还是一种可接受的合作模式。（但是，这20年来）在合同正文上附加的10多个附件（某种意义上也是执行过程中的随意解释和曲解）完全毁了这个模式，将一个有意义和可行的合同变成了不可能执行的。”

4.3 风险提示

对有意参与新一轮伊朗油气招标的石油公司而言，既要审时度势，把握住机会，也要沉着谨慎，避免冒进。凡事预则立，不预则废。做好进入前的尽职调查和风险评估，是非常有必要的。

4.3.1 国际制裁

由于在“执行日”前，欧美的制裁不会实际解除，因此，必须谨记只有在制裁完全解除后，才能签署实质性的合约。在制裁分步解除的情况下，可能暂时存在“灰色领域”，相关后果及其风险需要谨慎评估。

4.3.2 争议解决的管辖权

尽管石油合同修改委员会在专题研讨会上披露，新合同模式下的争议，根据标的和重要性，可选择由独立的第三方专家或者双方都接受的国际仲裁庭裁决，但也有消息披露新版石油合同将伊朗法院作为争议解决的唯一管辖机构。对于这一点，要尤为慎重。因为本地法院缺少基本的公平保证[8]，可能对整个合同的公平性和效力产生巨大的倒逼性颠覆效应，投资者必须保证合同争议能置于透明的国际仲裁之下。

4.3.3 政治及投资环境

伊朗目前整体上政治和社会稳定，但是在最高领袖接班人问题上可能隐含冲突诱因。在过去10年里，因政府换届与西方的关系紧张以及受颜色革命的影响，伊朗曾经有过短期和小范围的不稳定。伊朗位于目前地缘政治最敏感的中东地区，根据最新报道，ISIS已开始在伊朗南部油田区渗透。伊朗存在官僚主义和腐败的风险，虽然相比非洲国家并非更易滋生腐败，但是要比发达国家的概率高。在透明度方面，有关油气这一战略性行业的相关政策、规则、法令以及主管部门的职能，没有很好的界定，容易变动并受制于伊单方面的解释。伊朗整体的商业文化与中东类似，但波斯人更为精明，不轻易让步。有人总结，伊朗人锱铢必较，睚眦必报，因此在谈判中一定要保持充分的礼节和克制，给对方足够的“面子”。在签订任何涉及劳动、税收、社会保险（即“SSO”，Social Security Organization premium）、房屋租赁以及重要的分包合同前，一定要征求专业律师的意见，以减少潜在的法律风险。

4.3.4 本地伙伴的选择

尚不清楚在新版石油合同下合资公司的本地伙伴是由伊朗国家石油公司指定还是由外国投资者自行遴选。无论如何，一定要选择一个合适的、具备专业及财务资质、能有效沟通的伙伴，并对伙伴保持适当的预期，这样更能主动地做好各种协调工作。值得注意的是，在新版石油合同中，外国投资者要承担（勘探和开发的）所有风险和成本，伊方伙伴只是“技术伙伴”而非回购合同下的承包商。作为承担更多风险的回报，外方将担任项目的“管理者”，目的是尽量减小伊方在项目决策和运行中的干预[9]。具体的决策体制及管理机构还需要在股东协议或联合作业协议中明确。

4.3.5 项目评价与尽职调查

上游项目的投资者将面对信息有限、缺少透明度等障碍。由于有关油气田技术服务、供应和建设的本地市场环境有待改善，在成本、油藏复杂性和钻井风险等方面有广泛的不确定性。这些商业风险和正确理解这些风险的能力不足，将导致报价过高或过低，可能丧失机会或遭受损失[10]。

具体到经济评价，在产量和报酬费既定的情况下，R因子（累计回收额/累计费用）、风险系数（海上、陆上、边境、油气田属性等）以及未开发油田的产量因子（达产率和稳产期实现率）是决定效益的几个关键参数，在整体经济评价中会起到很重要的作用。新版合同将投资回收期延长至5～7年，只计LIBOR+1%的利息，会对收益率有一定的拉低影响。对于延期建成的，是否有处罚机制，具体影响到底有多大，还需要结合具体的文本定量分析。

回购合同采取的是伊朗税费报销制，新版合同是否也沿用这一体制，还是会要求投资者像伊拉克模式那样承担企业所得税，还需要进一步澄清。在回收时，投资者在开具商业发票时，能否在回收总额之外，按照伊朗增值税法的要求向伊朗国家石油公司索要增值税并得到支付，在回购合同下尚有争议，在签署新合同前，务必予以明确，因为目前伊朗增值税率已经达到9%，并有进一步不封顶增长的趋势，这部分如果处理不好，将对项目效益产生重大影响。

归根到底，进入项目之前务必要做全面和审慎的尽职调查，做好交易架构和税务架构的整体筹划。尤其是对每一个具体税目（包括所得税、增值税、社会保险费等）在主合同及具体的分包合同（包括雇佣合同）上的适用范围和经济效果，要有清楚的概念和合理的应对，对不同的投资项目，要有适度的风险隔离。尤其要清醒地看到，在伊朗经济下滑、国库紧张的情况下，即使财税处理及报表都很规范，仍可能被其税务部门核定和处罚，因此更要避免因自身筹划不足和管理失范所导致的疏忽和漏洞。

4.3.6 地质、信息和油田服务

不同的油田和油田所处的阶段不同，面临的地质风险有差异。根据以往的经验，在伊朗的钻井可能面临以下挑战：严重的钻液漏失，卡钻或卡管，高温高压，超深井以及硫化氢等。用于项目评估的技术资料可能不够充足，伊方可披露的信息未必能达到国际招标的认可水准，此外，出于保密需要，外方可能无法获取伊方的某些细节。经过长年的制裁，特别是2012年以来的欧美联手制裁，在伊朗本地可获取的服务有限，而且质量达不到国际标准。

4.3.7 安保及健康、安全、环保（HSE）

在伊朗的油田作业，特别是东扎格罗斯盆地和两伊边境的油田，可能需要借助伊军方的保卫，这涉及如何有效地与军方打交道。投资者要对勘探开发的整体承担风险，因此完整细致的HSE审核调查、准确的风险识别和有效的事先防范是必做的功课。

5 结语

在国际油气合作中，不同的合同模式各有优劣短长，并没有绝对的高下之分。具体到特定合同，要结合技术、经济、财税和法律等条款进行综合评价和分析，以判断是否可行和经济。回购合同未必就差，在低油价下，能保证15%～16%的收益率，对多数石油公司而言都是优质项目。新版石油合同未必就比回购合同要好，很多合同条款和相关制度都还不明朗，决定收益率的很多参数都有待于具体确定。在即将举行的国际招标中，或许会因误读误判或者信息不完全和不对称，导致合同不尽如人意或者石油公司和伊朗国家石油公司出现零和博弈。尽管西方石油公司对新版石油合同的某些突破和优惠条件表现出了浓厚的兴趣，也对伊朗国家石油公司抛出的橄榄枝欣然接受，纷至沓来，但多数还处于前期调研阶段，真正开展实质性谈判和签署有约束力的协议，肯定要等到制裁全面解除之后，而项目的实质启动，最乐观的估计也要到2016年底。伊方精心筹备的新合同模式在伊朗的具体执行能否如愿顺利，引领伊朗油气行业步入新的黄金时代，都还有待历史的检验。中资企业要充分利用好自己的先占优势，审时度势、权衡利弊、运筹帷幄、合纵连横，如果研判下来合同条件还基本理想，也有长期占有资源的战略必要，则力争在新一轮招标中有所作为，以较理想的条件得到属意的项目。

注释：

①石油新政的主要动作包括：一是对外宣称，要尽快将产量恢复到改革派主政时期的日产400万桶的水平（Zanganeh vows to boost Iran oil output if approved as minister，By Ladane Nasserie，posted on Aug. 12，2013. http：//www.dailystar.com.lb/Business/Middle-East/2013/Aug-12/226987-zanganeh-vows-to-boost-iran-oil-output-if-approved-as-minister.ashx#axzz2eBFD2Mwu）；国内舆论则反复重温赞格内时期与外国油气公司亲密合作的黄金蜜月期（Iran's oil industry Dreaming of a new golden age，Aug 31st 2013. http：//www.economist.com/news/business/21584355-governments-hopes-attracting-private-investment-may-be-dashed-dreaming-new-golden）；二是加快边境气田开发，将此前停滞的南帕斯某期开发项目转授给了伊朗国家石油公司下属的Petro Pars公司以加快开发（Iran's oil minister Zanganeh signs his first contract，Azerbaijan，Baku，Aug.26/ Trend F.Karimov/，http：//en.trend.az/regions/iran/2182559.html）；三是通过伊朗国家石油公司的高级管理人员释放信号，要对回购合同全面检视，进行框架性的调整，以提升该模式的吸引力，争取吸引到更多的外国投资者（Iran to review buy-back oil contracts to attract more foreign investors，By Sara Rajabova，posed on Sept. 3，2013，http：//www.azernews.az/region/58930.html）；四是通过与西方石油公司高级管理人员的频繁会面，谈判下一步（尤其是制裁解除后）合作的意向（“Iran thaw warms Western oil company interest”，http：//uk.reuters.com/article/2013/10/04/iran-oil-idUKL6N0HT1AP20131004）；五是将撤消十多个开发进度不满意的项目的合同，其中包括中国和俄罗斯的石油公司及国内民营企业承包的区块，收归伊朗国家石油公司及其子公司加速开发。

②具体内容可参见本期前文《伊朗新版石油合同的型构思路与实施展望--新合同模式的对立面：现行回购合同的缺陷》。

③根据2014年BP世界能源统计年鉴，伊朗拥有全球最大的天然气储量和全球第四大的原油储量。

④BOT模式要求政府在一定时间内将油气产出的处置权赋予投资者，因此在投资者回收投资之前政府需要等待数年，这是伊朗政府难以接受的。

⑤据悉，伊朗议会在第一轮审议过程中提出了长达8页的修改意见，其中有些意见涉及体制和结构。

⑥例如当前适用的第五个《五年计划法》就对投资上限、回收偿还和执行招标等有明确的规定，石油部（伊朗国家石油公司，即NIOC）作为责任人应履行相关义务。（该法第82条之D规定：前述外国融资应遵守以下规则：1.遵守宪法44条的基本原则并受各自委员会的管理，并应得到HEC的批准。上述融资方案应在技术、财务和经济上有合理性，全部执行成本不得超过确定的上限。有关融资接收和支付时间表应由内部收益能力决定，并尽量利用本地资源。有关环境保护方案应得到HEC的批准。2.回购合同的利用者应在合同签署后两个月内提交有关其融资额（责任和承诺）的时间表。执行后，有关融资本金和有关接受和支付金额的利息的报告以及剩余融资额应向央行报告。3.100万美元以上的涉外交易和合同应通过有限或国际招标的形式，在报纸或国内外电子媒介上发布广告。在所有招标中，购买者（伊方）应有权在数量和质量上审计，并对所有进口的货物价格核对。）

作者： 中国石油伊朗公司 姜明军 张明江 李志刚

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